13811568861-E-IA-0-G-ET-010-EO2 Especificacion Tecnica. Sistema de Control y Protecc...

EO
EMISIÓN ORIGINAL
Rev.
Descripción
09/09/13
IE SRL
IE SRL
UTE
UTE
Fecha
Proyectó
Ejecutó
Revisó
Aprobó
LISTA DE REVISIONES
UTE
Supervisión:
PROGRAMA DE TRANSMISION ELECTRICA DEL NORTE GRANDE
LINEAS DE TRANSMISION ELECTRICA DE LA PROVINCIA DE MISIONES
OBRA: CONSTRUCCION DE LAS EETT ARISTOBULO DEL VALLE
SAN VICENTE Y OBRAS COMPLEMENTARIAS
Nombre y Firma
Fecha
Proyectó
INGENIERIA ELECTRICA SRL
09/09/13
Ejecutó
INGENIERIA ELECTRICA SRL
09/09/13
Revisó
U.T.E.
TEYMA ABENGOA
LESKO - RIEL
09/09/13
Aprobó
U.T.E.
TEYMA ABENGOA
LESKO - RIEL
09/09/13
INTERCONEXION ARISTOBULO DEL VALLE
ESPECIFICACION TECNICA
SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCION
Disco:
Archivo:
E-IA-0-G-ET-010-EO
ANTECEDENTES:
Hoja:
Escala:
Form.
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S/E
A4
Doc. Nº
Rev.:
E-IA-0-G-ET-010
EO
INTERCONEXION A. DEL VALLE
TEYMA ABENGOA-LESKO-RIEL
ESPECIFICACION TECNICA
SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCION
Documento: E-IA-0-G-ET-010
Revisión EO
ESPECIFICACIONES TECNICAS GENERALES
PARA EL SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCION
INDICE
1. ALCANCE
3
2. CARACTERISTICAS TECNICAS GENERALES
8
3. NORMAS DE APLICACION
9
4. CARACTERISTICAS TECNICAS DEL SISTEMA Y EQUIPOS
10
5. PC DE MANTENIMIENTO
18
6. REPUESTOS
19
7. ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD
19
8. ENSAYOS
19
9. EMBALAJE Y TRANSPORTE
22
10. DOCUMENTACION TECNICA
23
11. CURSO DE CAPACITACIÓN
24
12. GARANTIA
24
13. MARCHA DE CONFIABILIDAD
25
14. RECEPCION PROVISORIA
25
15. DOCUMENTACIÓN TÉCNICA A PRESENTAR CON LA OFERTA
25
16. PLANILLAS DE DATOS TECNICOS GARANTIZADOS
26
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ESPECIFICACION TECNICA
SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCION
Documento: E-IA-0-G-ET-010
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1. ALCANCE
En esta etapa del suministro corresponde al equipamiento de la presente licitación, comprendiendo las obras
principales que se detallan a continuación:
Sistemas de Medición, Protección, Automatización, Control Local, y Telecontrol desde el Despacho Posadas de
las Estaciones Transformadoras 132//33/13,2 /kV, comprendiendo el suministro y puesta en servicio de dicho
equipamiento en las siguientes estaciones:
-
ET Aristóbulo del Valle;
ET San Vicente;
Incluye Red Técnica de Relés de Protecciones de EE.TT. Aristóbulo del Valle, y San Vicente Aspectos
Generales
Esta Especificación Técnica se aplica al Sistema de Medición, Protección, Automatización, Control Local, y
Telecontrol a los equipos y componentes comprendidos en la provisión en las etapas de proyecto, fabricación,
ensayos en fábrica, ensayos en obra y puesta en servicio del sistema completo.
Debe entenderse que se trata de una descripción no limitativa, ya que el Contratista está obligado a suministrar
la totalidad de los equipos, partes, interfases y programas (software) de aplicación, en cantidad y
características tales para lograr la correcta ejecución de la Obra.
Debe tenerse en cuenta que entre este anexo y los diferentes documentos que integran “ESTACIONES
TRANSFORMADORAS ARISTÓBULO DEL VALLE Y SAN VICENTE” (b.1 – b.2), comprendiendo las
Especificaciones Técnicas, Planillas de Datos Técnicos Garantizados y Planos, que conforman el presente
Pliego de Licitación, existe una interrelación que los complementan entre sí, estando el Contratista obligado a
su cumplimiento en forma integral.
1.1 PROTECCIONES ELECTRICAS DE LOS EQUIPOS IEDs DE CELDAS 13,2, 33 KV y CAMPOS
132 KV
Se requiere al Oferente incluir en su Oferta para los equipos electrónicos inteligentes (IEDs) las funciones de
protección especificadas para las protecciones de Celdas 13,2, 33 KV y Campos 132 KV, y Servicios Auxiliares
de CC y CA en los planos esquemas unifilares, especificaciones técnicas de “ESTACIONES
TRANSFORMADORAS ARISTÓBULO DEL VALLE Y SAN VICENTE” (b.1 – b.2), documentos integrantes del
presente pliego de licitación.
1.2 FUNCIONES DE EQUIPOS IEDs: ENCLAVAMIENTOS OPERATIVOS Y CONTROL LOCAL DE
CELDAS 13,2, 33 KV y CAMPOS 132 KV.
Se requiere al Oferente incluir en su Oferta las funciones que deben cumplir los equipos electrónicos
inteligentes (IEDs) de enclavamientos operativos y control local de equipos, especificados para las Celdas 13,2,
33 KV y Campos 132 KV en el anexo “ESTACIONES TRANSFORMADORAS ARISTÓBULO DEL VALLE Y
SAN VICENTE” (b.1 – b.2), que integra el presente Pliego de licitación.
1.3 DOCUMENTACION COMPLEMENTARIA
El Oferente deberá ver además de la presente especificación técnica lo indicado para el Sistema de Medición,
Protección, Automatización, Control Local, y Telecontrol en los siguientes documentos integrantes de este
Pliego de Licitación que complementan y/o aclaran las necesidades del sistema a implementar:
-
Planillas de Datos Garantizados del Sistema de Medición, Protección y Control.
Estación Transformadora 132/33/13,2 KV ARISTOBULO DEL VALLE – Esquema Básico Sistema de
Control y Automatización- Plano N° ET- AV-EU-05.
Estación Transformadora 132/33/13,2 KV SAN VICENTE – Esquema Básico Sistema de Control y
Automatización- Plano N° ET- SV-EU-05.
Estación Transformadora 132/33/13,2 KV ARISTOBULO DEL VALLE – Esquema Unifilar de Servicios
Auxiliares de C.C. 48 VCC –Plano N° ET-AV- EU-06.
Estación Transformadora 132/33/13,2 KV SAN VICENTE – Esquema Unifilar de Servicios Auxiliares de
C.C. 48 VCC –Plano N° ET-SV-EU-06.
Suministro y Esquema Básico Nuevo Sistema de Comunicaciones-Plano N° COM- GEN-01.
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Etapas de Construcción de las Obras – Plano N° COM-GEN-02.
Estación Transformadora 132/33/13,2 KV ROCA y OTRAS – Esquema Básico Sistema de Alimentación
Segura 220 VCA –Plano N° ET-GEN-EU-07.
Sección II c. - Especificaciones Técnicas para la Provisión del Sistema de Comunicaciones Digital SDH
STM-1/4.
Sección II a. - Especificaciones Técnicas Generales, y Especificaciones Técnicas Particulares para la
Ejecución de las Obras del Sistema de Automatización, Control y Comunicaciones.
E-IA-0-G-ET-011 Especificación Técnica Sistema de Comunicaciones.
Por otra parte, el Contratista deberá tener en cuenta que la Resolución ENRE 0558/2003 (Boletín Oficial Nº
30.266 del 22/10/06) tiene plena vigencia. Es decir, es de cumplimiento obligatorio, donde sea aplicable, todo lo
especificado en el Reglamento de Diseño de Instalaciones y Equipos Vinculados al Sistema de Transporte de
Alta Tensión
1.4 OBJETO DE LA PROVISIÓN Y DE LOS TRABAJOS
El objeto de la presente Especificación Técnica es definir el alcance del suministro y características principales
de los equipos integrantes del Sistema de Medición, Protección, Automatización, Control y Telecontrol de las
estaciones transformadoras a ejercerse desde el Despacho Posadas.
El suministro comprende la provisión del equipamiento del sistema de Medición, Protección, Automatización,
Control y Telecontrol y equipos complementarios en forma completa incluyendo, el proyecto, ingeniería de
detalle, la fabricación, los ensayos en fábrica. Asimismo forma parte integrante del alcance del suministro los
ensayos en obra y puesta en servicio del sistema mencionado en forma completa y satisfactoria.
El Contratista deberá suministrar el equipamiento, realizar los ensayos y puesta en servicio completa del
sistema de medición, protección, y control, y telecontrol, incluyendo la provisión los respectivos dispositivos
electrónicos inteligentes (IEDs); switches ethernet; unidades terminales remotas (RTUs), consolas de operación
local y de registro secuencial de eventos; vinculados todos ellos mediante una red Ethernet de fibra óptica o de
cable tipo UTP/STP 5e con protocolo de comunicación IEC 61850; todo de acuerdo a lo indicado en las
especificaciones técnicas del presente pliego.
El Sistema de medición, protección, automatización, control y telecontrol a suministrar se ajustará a las
especificaciones técnicas, y a los esquemas eléctricos definidos en los planos unifilares respectivos de 13,2,
33, y 132 kV de las estaciones transformadoras, como asimismo a los esquemas de control, especificaciones
técnicas y planillas de datos técnicos garantizados de esta Especificación, cumpliendo además todo lo indicado
en los restantes documentos integrantes del pliego, a los fines de lograr, entre otras, las siguientes
prestaciones básicas:
-
Comando de los equipos de maniobra de alta tensión (AT) y media tensión (MT) situados tanto en
playa como en celdas de interior, en el Edificio de Celdas y Comando, a través de los “Dispositivos
Electrónicos Inteligentes” (con funciones de enclavamientos, protección, medición y control).
-
El Sistema SCADA deberá incluir el control de todos los equipos de 132; 33 y 13,2 kV, y del
transformador de potencia, y de servicios auxiliares de CC y CA, a través de los “Dispositivos
Electrónicos Inteligentes “IEDs”.
-
Seguimiento de los valores de magnitudes eléctricas en tiempo real, ya sea esto por mediciones
directas o calculadas, a través de los IEDs y Multímetros Digitales.
-
Supervisión de estado de aparatos a través de las señalizaciones emitidas, más la correspondiente
confección de registro de eventos a través de los IEDs.
Las funciones de supervisión, tanto en lo que hace a entradas analógicas como binarias, serán aptas para la
generación de las alarmas correspondientes.
Todas las funciones deben conducir a que la Estación Transformadora sea del tipo "NO ATENDIDA", por lo que
la implementación del telecontrol, la telemedición, la telesupervisión de estados y los reportes que pudieran
estructurarse, deberán ser suficientemente potentes como para posibilitar el cumplimiento en forma segura y
confiable de las funciones de telecontrol desde el Centro de Control Posadas.
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Asimismo se instalará una Consola de Operación Local, con las interfases necesarias, para permitir la
operación de la Estación Transformadora en su conjunto desde la Sala de Control del Edificio de Celdas y
Comando de la Estación Transformadora.
El sistema de medición, protección, y control, se basará en una filosofía de conectividad abierta, con una
arquitectura distribuida, compuesto por una consola de control local; una consola para registro cronológico de
eventos (Consola SOE); un Gateway de comunicaciones y unidad terminal remota (RTU) con unidad periférica
para señales de servicios auxiliares, switches y disposit ivos electrónicos inteligentes (IEDs); toda ellos de
estado sólido, con microprocesadores programables conformando una única red de área local (LAN) del tipo
estandarizado ETHERNET 10/100 Mbit/s protocolo IEC 61850.
Se deberán disponer los siguientes modos de operación de los equipos integrantes de la estación
transformadora:
a) Telecontrol desde el Despacho Posadas:
Comprende la supervisión y operación remota desde el Despacho de cargas centralizado en la ET “POSADAS
de todos los equipos de media 13,2, 33 kV, alta tensión campos 132 kV, y principales de servicios auxiliares
integrantes de las estaciones transformadoras respectivas.
El sistema de comunicaciones Digital SDH STM-1/4 deberá incorporar los canales de datos necesarios para la
operación telecontrolada de las EE.TT. Asimismo, el Contratista utilizará como medio de respaldo de
comunicaciones de telecontrol los canales de datos del equipamiento existente de Onda Portadora sobre LAT
132 kV.
b) Control Local Centralizado:
Será ejercido, en forma remota, desde la Consola de Operación Local en Sala de control de la estación
transformadora. Comprende la supervisión y control de todos los equipos de Celdas de 13,2, 33 kV, y de
Campos 132 kV, incluyendo a los interruptores principales de servicios auxiliares de la estación
transformadora.
c) Control Local desde Equipos IEDs, comprende:
-
Control Individual de equipos (seccionadores e interruptor) de Campos 132 kV. Será ejercido desde el
Equipo Electrónico Inteligente (IED) respectivo correspondiente al campo bajo control.
-
Control del conmutador de tomas bajo carga (CBC) de Transformadores de potencia de Campos 132
kV. Será ejercido desde el Equipo IED respectivo correspondiente al campo bajo control.
-
Control Individual de equipos (seccionadores e interruptores) de Celdas de MT 13,2 y 33 kV. Será
ejercido desde el Equipo IED respectivo correspondiente a la Celda seleccionada.
El suministro de los equipos IEDs deberá incluir:
-
Pantalla gráfica con esquema unifilar correspondiente al campo respectivo.
-
Pulsadores (botones), configurables, dedicados para efectuar la selección individual directa de cada
uno de los equipos integrantes del Campo, Celda.
-
Funciones de enclavamiento operativo.
-
Funciones de protección eléctrica
d) Control Local Manual de Equipos desde Tableros de Playa 132 kV.
Ejecución de trabajos de mantenimiento y maniobras de operación de emergencias.
En las instalaciones de la playa 132 kV deberán realizarse en forma cableada todos los enclavamientos
básicos primarios necesarios para impedir la ejecución de eventuales maniobras de riesgo para personas y
equipos de la ET.
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1.4.1 Esquemas de los Sistemas de Control
Los esquemas básicos de los sistemas de control se encuentran desarrollados, a nivel de anteproyecto. El
Contratista realizará el proyecto ejecutivo y la ingeniería de detalle correspondiente, adecuando los mismos al
equipamiento a suministrar e instalar en las EE.TT. El proyecto mencionado deberá ser presentado al
Comitente para su aprobación.
1.4.2 Lógicas de Enclavamientos y Operación para Control Local de Equipos de Maniobra de
13,2, 33, y 132 kV
Las lógicas de las funciones de enclavamientos y de operación en modo de control local de los equipos de
maniobra de 13,2 kV, 33 kV, y 132 kV serán programadas e incorporadas en los Equipos Electrónicos
Inteligentes (IEDs). Estas funciones deberán ser elaboradas por el Contratista durante el desarrollo de la etapa
de ingeniería de detalle del proyecto, y en coordinación con lo que al respecto sea indicado por el Comitente.
El Contratista realizará el proyecto de las funciones lógicas mencionadas, debiendo efectuar la presentación de
las memorias técnicas y esquemas correspondientes al Comitente para su aprobación.
1.4.3 Funciones de Protección de equipos de maniobra, Celdas 13,2, 33 kV, y Campos 132 kV
Las funciones correspondientes a los Relés de Protección de los equipos y celdas de 13,2, 33 kV, y campos
132 kV serán ejecutadas por los Equipos Electrónicos Inteligentes (IEDs). Estas protecciones serán
establecidas en detalle durante el desarrollo del proyecto ejecutivo y de la ingeniería de detalle a realizar por el
Contratista, y en coordinación con lo que al respecto sea indicado por el Comitente.
El Contratista realizará el proyecto de las protecciones mencionadas, y deberá efectuar su presentación al
Comitente para su aprobación.
1.5 ALCANCE DEL SUMINISTRO
Se resume a continuación los ítem principales del suministro correspondiente a los Sistemas de Medición,
Protección, Automatización, Control Local, y Telecontrol, desde el Despacho Posadas, de las Celdas 13,2 y 33
kV y Campos 132 kV de las estaciones transformadoras Aristóbulo del Valle y San Vicente, que integran la
presente licitación:
El suministro comprende la provisión de los siguientes sistemas, equipamientos, y provisiones
complementarias:
Ø ET Posadas/ Despacho
El alcance del suministro de la ET Posadas comprende la ejecución del Proyecto e Ingeniería de detalle
correspondiente, y la provisión, ensayos y puesta en servicio del sistema de telecontrol de las EE.TT.
Aristóbulo del Valle y San Vicente, incluyendo los siguientes equipos y funciones principales integrantes del
mencionado sistema:
-
Interconexiones a realizar del equipamiento de este suministro con el Sistema existente de EMSA del
Centro de Control del Despacho en la ET Posadas para alcanzar la operación completa y satisfactoria
de las funciones de telecontrol de las estaciones transformadoras Aristóbulo del Valle y San Vicente.
Lo expresado incluye la disponibilidad de la siguiente información operativa en el Despacho Posadas
correspondiente a las estaciones transformadoras mencionadas:
a) Información en tiempo real de las principales variables del proceso, incluirán:
-
Valores de mediciones de tensiones, corrientes, potencias activa, reactiva, aparente y otras de campos
132 kV y celdas de 13,2 y 33 kV.
Indicaciones de estado de los equipos seccionadores, interruptores de campos 132 kV y de celdas de
13,2 y 33 kV.
Alarmas, protecciones, disparos y otros eventos.
Estado operativo de los siguientes equipamientos de la ET:
-
Transformadores de potencia, posición del conmutador de tomas bajo carga.
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Bancos de capacitores
Servicios auxiliares generales de CC y CA., incluyendo indicaciones de estado de los equipos
interruptores, valores medidos, alarmas, disparos y otros
b) Transmisión de órdenes emitidas desde el Despacho de Cargas Posadas para la operación de equipos
de las estaciones transformadoras Aristóbulo del Valle y San Vicente, comprendiendo a Celdas 13,2 y
33 kV, y Campos 132 kV, transformadores de potencia, de servicios auxiliares y otros.
-
Red Técnica de Nuevos Relés de Protecciones de equipos IEDs, comprende:
a) Suministro en el Despacho para la operación de la Red Técnica de los nuevos relés de protecciones de
los equipos IEDs a instalarse en las EE.TT. Aristóbulo del Valle y San Vicente, para la operación
satisfactoria de las funciones de interrogación y ajuste remoto de los mencionados relés desde la
consola correspondiente del Despacho.
Ø Nuevas EE.TT. Aristóbulo del Valle y San Vicente.
El alcance del suministro de las EE.TT. Aristóbulo del Valle y San Vicente comprende la ejecución del Proyecto
e Ingeniería de detalle correspondiente, y la provisión, ensayos y puesta en servicio del sistema de control local
y telecontrol de estas EE.TT., incluyendo los siguientes equipos y funciones principales integrantes del
mencionado sistema:
-
-
Equipos Electrónicos Inteligentes (IED), operación según norma IEC 61850 cumpliendo funciones de
medición, protección, automatización y control de los Campos 132 kV de la estación transformadora
(ET) correspondientes a salidas de Líneas 132 kV, Transformadores, Acoplamiento de barras, y
asimismo, para las Celdas de 13,2 y 33 kV. Se incluyen además Multímetros Digitales para medición
en los Campos 132 kV. Se incluye la provisión de Red Local Ethernet 10/ 100 Mbit/s y switches
correspondientes.
Software de aplicación de los equipos IEDs funciones de medición, protección, automatización, control,
y Licencias de uso correspondientes.
Unidad Terminal Remota (RTU), incluirá comunicación IEC 61850 con equipos IEDs. La configuración
de la RTU será redundante, con dos (2) unidades centrales en operación hot stand by, dispondrá
además de una Unidad Periférica (UP) con módulos de entradas de señales analógicas y binarias y
salidas de comando. Funciones de la RTU: Sistema SCADA, Control Local y Telecontrol de la estación
transformadora. Incluirá Gateway de comunicaciones, utilizando el protocolo DNP 3.0 para la
comunicación de la RTU con el Centro de Control del Despacho Posadas, función de telecontrol de la
estación transformadora; Interfase Vínculo hombre – máquina. Además, se incluye:
a) Unidad de Selección del canal de comunicación/ Router, vínculo a través del cual se efectuará la
transmisión de información de Telecontrol al Despacho Posadas.
b) Suministro del paquete de Software de aplicación y Licencias de uso correspondientes, completo,
incluyendo funciones SCADA, comunicaciones con: equipos IEDs IEC 61850, con el Despacho
Posadas, protocolo DNP 3.0, sistema de dialogo hombre – máquina y otros.
-
Consola de Operación Local de la estación transformadora, incluye monitor de video 22”, de cristal
líquido, teclado, mouse; Servidor y software de aplicación.
Consola de Registro Cronológico de Eventos (SOE), incluye monitor de video 22”, de cristal líquido,
teclado, mouse. Servidor y software de aplicación.
Mesa/escritorio para Consolas de Operación Local y Registro de Eventos.
Equipo GPS, incluyendo antena, receptor, unidad de procesamiento con reloj interno de alta
estabilidad.
una (1) Fuente de Alimentación Segura de Corriente Alterna 220 Vca -50 Hz, para alimentación de los
equipos Servidores y Consolas de Operación.
Equipo y Software correspondiente para Programación y Mantenimiento de los equipos IEDs
Equipo y Software correspondiente para Programación y Mantenimiento de la Unidad Terminal Remota
(RTU).
Además, de lo enumerado el Oferente deberá tener en cuenta que el suministro deberá cumplir todo lo indicado
en los Planos N° ET- AV- EU-05, ET-SV-EU-05, - Esquemas Básicos Sistema de Control y Automatización de
las EE.TT. que forman parte integrante de la presente Especificación.
-
Ensayos, Repuestos y Equipos para Mantenimiento, Cursos de Capacitación, y otros ítem.
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Ensayos en Fábrica, Obra, y Puesta en Servicio
El suministro comprende para los equipos y Sistemas de Control Local y Telecontrol de las Estaciones
Transformadoras lo siguiente:
a) Realización de los Ensayos en Fábrica, y en Obra de todos los equipos y sistemas integrantes de la
provisión.
b) Puesta en servicio completa y satisfactoria, según especificaciones técnicas del equipamiento y
sistemas integrantes de la provisión.
-
Repuestos
Se deberán suministrar los repuestos del equipamiento necesarios para la operación continua del sistema
durante un lapso mínimo de dos (2) años.
El Oferente deberá detallar en la Oferta el alcance de su provisión.
-
Instrumental, Herramientas y Software para el mantenimiento del Sistema de Control Local y
Telecontrol.
Se deberá suministrar el instrumental, las herramientas y software completo para el mantenimiento del sistema
cumpliendo el valor de Disponibilidad de Servicio garantizado.
El Oferente deberá detallar en la Oferta el alcance de su provisión.
-
Documentación Técnica
El Contratista deberá efectuar la entrega de la Documentación Técnica completa de los equipos y del Sistema
suministrado, incluyendo Manuales de Operación y Mantenimiento, y Planos del Sistema Conforme a Obra.
-
Cursos de Capacitación
El Contratista deberá efectuar el dictado en Obra de los cursos de capacitación en la Operación y
Mantenimiento de los sistemas de Control Local y Telecontrol de la provisión.
El Oferente deberá detallar en la Oferta el alcance de su provisión.
2. CARACTERISTICAS TECNICAS GENERALES
Condiciones Ambientales y Eléctricas del Sitio de Instalación
El conjunto de las obras y todos los materiales y equipos a proveer deberán ser adecuados para su utilización
en servicio continuo bajo todas las condiciones que se detallan a continuación:
2.1 Condiciones Ambientales
Condiciones ambientales
Unidad
Valor
Temperatura máxima absoluta
Grado C
45
Temperatura mínima absoluta
Grado C
-5
Temperatura media anual máxima
Grado C
25
Viento máximo sostenido (a 25ºC)
Km/h
130
Humedad relativa máxima
%
100
Humedad relativa mínima
%
10
Humedad promedio anual
%
75
mm
1650
Precipitación máxima anual
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Condiciones ambientales
Zonificación sísmica según INPRES/CIRSOC 103:
Altitud sobre el nivel del mar
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Unidad
Valor
-
0
Mts.
< 1000
2.2 Características del Sistema Eléctrico
Sistema eléctrico
Valor
Tensión nominal CA
380/220 Vca
50 Hz
Variación de tensión
+/- 10%
Variación de frecuencia
47 a 53 Hz
Tensión nominal CC
110 Vcc
Variación de tensión
+/- 10%
3. NORMAS DE APLICACION
Todos los componentes, equipos, y sistemas de medición, protección, y control del suministro deberán cumplir
las exigencias requeridas en la última versión de las normas IEC, IEEE, ANSI, IRAM de aplicación tanto en los
aspectos constructivos, constitutivos como funcionales. Incluirán:
-
IEC 61850 Protocolo de Comunicaciones de los equipos de Protección, y Control de la Estación
Transformadora.
Compatibilidad electromagnética:
•
•
•
•
•
-
Aislación:
•
•
•
•
-
ANSI C37.90.1.
IEC 255-22-1 - Clase III - 2,5 kV (SWC).
IEC 255-22-2 - Clase III - 8 kV (ESD).
IEC 255-22-3 - Clase III - 10 V/m - 25/100 MHz (RFI).
IEC 255-22-4 - Clase IV - 4 kV (FTD).
ANSI C37.90.
IEC 255-5 - 2 kVac, 1 minuto (Ensayo dieléctrico).
IEC 255-5 - 5 kV, 1,2/50 s, 0,5 J (Impulso).
IEC 255-5 - > 100 Mohm, 500 Vcc (Resistencia de aislación).
Ensayos mecánicos:
•
•
•
•
IEC 255-21-1 - Clase I - (Vibraciones).
IEC 255-21-1 - Clase I - (Vibraciones).
IEC 255-21-2 - Clase I - (Choque).
IEC 255-21-3 - Clase I - (Sísmico).
En el caso de que los equipos ofrecidos respondan a las normas del país de origen, la Oferta deberá incluir
para su consideración y análisis un juego completo de dichas normas en idioma castellano y en inglés;
asimismo estas deberán ser de igual o mayor exigencia, debiéndose indicar claramente en la Oferta las
diferencias existentes.
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4. CARACTERISTICAS TECNICAS DEL SISTEMA Y EQUIPOS
4.1 General
El Sistema de medición, control y protección a suministrarse deberá satisfacer los requerimientos indicados en
los esquemas eléctricos definidos en los planos Unifilares de las EE.TT., y asimismo los correspondientes a los
esquemas de control que integran las presentes especificaciones.
Se deberán incluir todas las funciones necesarias en el sistema de control a fin de posibilitar que la operación
de la Estación Transformadora respectiva sea del tipo "NO ATENDIDA", por lo que la implementación del
telecontrol, la telemedición, la telesupervisión de estados y los reportes a estructurarse, deberán tener la
capacidad y herramientas necesarias para posibilitar realizar las tareas de supervisión y control en forma
confiable y segura desde el Centro de Control Despacho ET Posadas.
Por otra parte, en cada ET será suministrada una Estación de Operación Local, con las interfases necesarias,
como para permitir la operación completa de las instalaciones de la estación transformadora desde la Sala de
Control del Edificio de Celdas y Comando de dicha ET.
La Oferta deberá incluir todas las características mencionadas a través del correspondiente Proyecto Básico.
El Oferente además de presentar obligatoriamente la propuesta “básica” según especificaciones del presente
pliego de licitación, podrá si lo considera conveniente presentar adicionalmente otra propuesta “alternativa”,
que a su juicio mejore las características del sistema, prestaciones, rendimiento, confiabilidad, disponibilidad de
servicio, bus del proceso IEC 61850, etc.
4.2 Disponibilidad de Servicio
La disponibilidad de servicio del sistema de control deberá ser del 99,995 % (noventa y nueve coma noventa y
nueve cinco por ciento) o mejor, considerando la totalidad del sistema de control. Esto es válido para todas las
fallas posibles, tanto de hardware como de software ya sea de la Unidad Terminal Remota (RTU), Equipos
IEDs, Red Ethernet, Fuente de alimentación, etc.
Para el caso de fallas de dispositivos inteligentes de uno o más de ellos no podrán afectar las funciones
"SCADA" con respecto a las demás que pudieran estar asociadas, independientemente del tipo de conexión
física (fibra óptica, par trenzado, etc.).
El Oferente deberá conjuntamente con su Oferta presentar información completa de "MTBF" y "MTTR" de cada
uno de los equipos y cálculo de disponibilidad de servicio del sistema completo (Resolución 332 de la
Secretaría de Energía - Sub. Anexo B).
4.3 Arquitectura del Sistema y Prestaciones
La arquitectura de configuración del sistema se basa en una topología bus, del tipo Ethernet con switches, se
muestra en los planos unifilares y esquema básicos de control, que integran el pliego de licitación; y su
provisión incluye la totalidad de los elementos indicados en los mismos, en las presentes especificaciones
técnicas y los que resultaren necesarios para su provisión y montaje de acuerdo a las reglas del buen arte y
para el funcionamiento en explotación industrial del Sistema de Control en su conjunto; aunque estos no hayan
sido explícitamente especificados, ó no figuren en los planos y esquemas adjuntos, sin que ello dé derecho al
Proveedor al cobro de adicionales.
Las funciones del Sistema, tanto para el control local desde Sala de Control de la Estación Transformadora
(Consola de Operación Local), como de telecontrol desde el Centro de Control situado en el Despacho/ ET
Posadas, incluyen la intervención de la Unidad Terminal Remota (RTU), la Unidad Central (UC) de dicha RTU,
los Dispositivos Electrónicos Inteligentes ("IEDs"), los Multímetros Digitales y otros equipos. La provisión
incluirá a todos los equipos, consola de control local, consola de registro cronológico de eventos, IEDs,
switches, RTU y otros componentes.
El sistema incluirá las siguientes prestaciones:
-
El software SCADA deberá incluir la supervisión y el control de todos los equipos de 132, 33 y 13,2 kV
y de servicios auxiliares, será del modelo Cliente-Servidor. Seguimiento de los valores de magnitudes
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eléctricas en tiempo real, ya sea esto por mediciones directas o calculadas, a través de los equipos
IEDs.
Supervisión de estado de equipos a través de las señalizaciones generadas, más la correspondiente
confección de colas de eventos a través de los Relés o de los IEDs. Las funciones de Supervisión,
tanto en lo que hace a entradas analógicas como binarias, serán aptas para la generación de las
alarmas que sean necesarias.
Comando de los equipos de maniobra de "AT" y "MT" situados tanto en playa 132 kV como en celdas
de interior, en el Edificio de Celdas y Comando, a través de los “Dispositivos Electrónicos Inteligentes”
(con funciones de medición, protección, automatización y control).
Descripción de equipos y funciones respectivas:
-
-
-
-
Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs, deberán proveerse con el protocolo IEC 61850.): cumplirán
funciones de medición, monitoreo, comando, control, y además de su tarea de protección. De ellos se
obtendrá información de eventos propios del relé con extracción automática o a pedido, reportes sobre
causas de actuación, niveles de corriente de falla, hora de ocurrencia (sincronizada desde la “UC”), etc.
Estos equipos estarán en la celda o en el tablero que corresponda y serán provistos por el Contratista.
Multímetros Digitales: se utilizarán para seguimiento y control de los valores instantáneos del proceso y
podrán efectuar cálculos, generar eventos y presentar distintos registros; estarán también
sincronizados por la “UC”. Igual que los relés se ubicarán en su correspondiente celda o tablero y serán
provistos por el Contratista;
El control de interruptores y seccionadores se efectuará a través de IEDs. La “UC” deberá comunicarse
con los citados "IEDs" a través de una red LAN ETHERNET (IEEE 802.3), el protocolo de
comunicación a utilizarse entre la “UC” y los "IEDs" será el protocolo IEC 61850.
Para las mediciones no adquiridas a través de los IEDs también se utilizarán dispositivos inteligentes,
para los que son válidas las consideraciones precedentes, debiendo disponer de los protocolos
TCP/IP, IEC 61850, DNP 3.0, como mínimo.
El Sistema incluirá sincronismo horario con señal satelital, desde equipo GPS, aplicada a la Unidad
Central de la RTU.
Las conexiones entre "IEDs"; Switch y “UC” se realizarán con cableado estructurado de par trenzado
apantallado de categoría 5e y conectores RJ45 o en su defecto fibra óptica del tipo multimodo.
La comunicación entre la RTU/ Gateway de comunicaciones de la Estación Transformadora y el Centro
de Control del Despacho/ ET Posadas deberá con dos vías de transmisión de la información.
El suministro incluye un sistema automático de selección de vía ante falla o degradación de la calidad
de las comunicaciones.
Se suministrará una Estación de Operación Local de la Estación Transformadora, basada en un
servidor con su correspondiente software. La “UC” permitirá, además, la conexión de una Consola de
Registro Cronológico de Eventos (SOE).
4.4 Equipos Electrónicos Inteligentes (IEDs)
Ø General
Los equipos electrónicos inteligentes (IEDs) serán de arquitectura basada en microprocesador, cumpliendo en
el sistema las siguientes funciones: Medición, Protección, Enclavamientos, Monitoreo, y Control. Los equipos
IEDs deberán ser del tipo de lógica programable. Incluirán las funciones de verificación de sincronismo, de falla
de interruptor, de recierre La función de monitoreo incluirá registros de eventos, de fallas y oscilográficos.
Las comunicaciones del equipo serán de alta velocidad: Ethernet LAN 10/100Mbit/s. Se dispondrá de puertos
RS232, RS485 y 10/100 base TX o FX para Ethernet.
Los equipos IEDs serán conectados a la UC de la RTU a través de Switches como se indica en los planos que
integran esta Especificación Técnica, utilizando una red de área local del tipo ETHERNET de 100 Mbit/s (IEEE
802.3), con cables de par trenzado del tipo FTP o STP categoría 5e o fibra óptica. Deberán permitir la
interoperabilidad con equipos IEDs de otros fabricantes, todos los IEDs se comunicaran con el protocolo IEC
61850.
Deberá suministrarse la ingeniería de detalle, y el equipamiento de hardware y programas (software) en forma
completa, y demás elementos y servicios necesarios para la puesta en funcionamiento satisfactoria de los
equipos IEDs en Obra.
La tensión de exploración de las señales provistas por los equipos de campo de alta y media tensión y todo
otro equipamiento de playa 132 kV externo al edificio de comando de la ET será de 110 VCC a fin de obtener
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inmunidad frente a transitorios por inducción o conducción que pudieran afectar a este cableado, y evitar
niveles binarios de indeterminación a causa de falsos contactos o defectos en los mismos.
a) Características constructivas de equipos IEDs
Incluirán:
-
Arquitectura modular
Placa principal de CPU con dos placas de comunicaciones tipo plug & play
Módulos magnéticos (TIs y TVs) universales
Módulos de E/S Programables y expandibles
Fuentes redundante para IEDs de Campos 132 Kv
Placa frontal: IHM (Pantalla gráfica o alfanumérica, LEDs, RS232)
Protocolos de comunicaciones modernos y abiertos para su integración.
b) Funciones de Protección en equipos IEDs
Incluirán las siguientes funciones:
-
Sobrecorriente Instantánea y Temporizada de Fase, Neutro y Tierra.
Curvas normalizadas y programables: IEEE; IEC; ANSI; IAC; I2t; tiempo definido; curva del rectificador;
curvas de usuario
Protección bidireccional.
Falla a tierra sensible
Elementos de sub y sobretensión
Elementos de sub y sobre frecuencia
Selección entre medición RMS/DFT independientemente de la frecuencia fundamental (50 Hz)
Uso de los algoritmos de protección establecidos
Diseño para soportar sobretensiones, sobrecargas y fallas con componente de C.C.
Rango de corriente universal 1/5 A
c) Funciones de Control de equipos IEDs
Verificación de sincronismo:
-
Auto recierre mono y trifásico de 1 a 4 intentos seleccionables, y programables
Falla de Interruptor
Falla fusible
Control de todos los seccionadores e interruptores
Función de Interbloqueos pre configurados para un control seguro
Panel anunciador de alarmas
d) Funciones de Monitoreo y Medición en equipos IEDs
-
Registro de eventos con estampa de tiempo
Oscilografía con características programables (> 15 registros)
Monitoreo de corriente, tensión, potencia, factor de potencia, energía, demanda y frecuencia
Mayor de ocho informes con registro y localización de falla
Entrada IRIG-B DC para una exactitud de 1 ms en la estampa de tiempo
Monitoreo del Interruptor
Medición de energía trifásica
e) Capacidad de Entradas Analógicas:
-
ocho (8) entradas analógicas total, conformadas por cuatro (4) entradas de tensión de TV, y
cuatro (4) de corriente de TI.
rango para TI 1A o 5 A en un solo terminal.
f)
Equipos IEDs Protección Celdas 13.2 y 33 kV, Salidas a Líneas
-
Entradas binarias, suministro cantidad mínima: dieciséis (16)
Entradas de Corriente y Tensión, suministro cantidad mínima: ocho (8).
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Salidas de Comando con relés, suministro cantidad mínima: ocho (8). Asignaciones de las entradas
binarias:
• dos (2) entradas para indicación abierto/cerrado de cada equipo (tres equipos) entradas binarias.
• dos (2) entradas para indicación Local/remoto.
• dos (2) entradas: alarmas falta tensión de comando/protección y señalización.
• dos (2) entradas: con recierre/sin recierre.
• una (1) entrada: resorte cargado.
• dos (2) entradas: supervisión de bobinas de disparo y de cierre.
• Entradas Binarias, suministro cantidad mínima: treinta y dos (32).
g) Equipos IED Protección Celdas 13,2 kV de entrada de transformador.
-
Entradas Binarias, suministro cantidad mínima: treinta y dos (32).
Entradas de Corriente y Tensión, suministro cantidad mínima: doce (12). Salidas de Comando con
relés, suministro cantidad mínima: ocho (8). Asignaciones de las Entradas Binarias:
• dos (2) entradas para indicación estado abierto/cerrado de cada equipo (tres equipos.
• dos (2) entradas para indicación Local/remoto.
• dos (2) entradas: falta tensión de comando/protección y señalización/alarmas.
• un (1) entrada: resorte cargado.
• dos (2) entradas: supervisión de bobinas de disparo y de cierre.
• diecinueve (19) entradas señalización conmutador bajo carga y ventilación forzada.
h) Equipos IED de Celdas 33kV de Entrada de Transformador.
-
-
Entradas Binarias, suministro, cantidad mínima: treinta y dos (32).
Entradas de Corriente y Tensión, suministro, cantidad mínima: doce (12).
Salidas de Comando, con relés, suministro cantidad mínima: ocho (8) Asignaciones de las entradas
binarias:
• dos (2) entradas para indicación estado abierto/cerrado de cada equipo (tres equipos:
• dos (2) entradas para indicación Local/remoto.
• dos (2) entradas: falta tensión de comando/protección y señalización/alarmas.
• un (1) entrada: resorte cargado.
dos (2) entradas: supervisión de bobinas de disparo y de cierre.
diecinueve (19) entradas alarmas y disparos de protecciones propias del transformador.
Rango tensión entradas binarias: 20 - 250 Vcc
Niveles de umbral programables.
Relés de servicio aptos para cargas fuertemente inductivas.
Rápidas velocidades de activación (< 8ms)
Supervisión.
• Dos (2) monitores de tensión y uno(1) de corriente disponibles por unidad de supervisión de
circuito de disparo.
• Dos (2) Unidades de supervisión de circuito de disparo.
i)
Equipos IED Interfase de Usuario
-
Pantalla de LCD texto 4x20 (para celdas) y gráfico para 132 kV.
Contraste fluorescente para mejorar visibilidad.
LEDs multicolores programables con panel etiquetado.
Teclas programables y ergonómicas.
Botón Local / Remoto / Apagado con LEDs.
Control navegador para un manejo sencillo.
Tecla ESC, función ENTER integrada.
Puerto de comunicación frontal RS232 aislado eléctricamente.
j)
Comunicaciones
Deberá contar como mínimo de tres (3) puertos: incluyendo RS232 y 10/100 base TX o FX. Se suministrarán
con el protocolo IEC 61850 además soportará protocolos de comunicaciones abiertos.
-
Modbus RTU y Modbus TCP/IP
DNP 3.0 Nivel 2 sobre TCP/IP y serie
IEC 60870-5-104
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k) IEDs para 132 kV Protección diferencial de transformador de tres arrollamientos
Todos los equipos IEDs de campos 132 KV serán suministrados con las siguientes partes redundantes:
-
Dos (2) fuentes de alimentación, y
Dos (2) Puertos Ethernet 10/100 Mbit/s
Control y medición: deberán poseer iguales características que los IEDs de celdas, realizar el control de bahía
en 132 kV con la capacidad para comandar 2 (dos) seccionadores de barras; seccionador de línea,
seccionador by-pass, e interruptor, y entradas binarias para señalización de los equipos de 132 kV indicados en
los unifilares y esquema de control.
La protección diferencial será trifásica numérica, con microprocesador, de tres sistemas, arrollamientos.
-
-
Adaptación de grupo vectorial y de amplitud por software.
Filtrado de corriente de secuencia cero para cada arrollamiento. Opción de activación ó no.
Características de pendientes de disparo (restricción) programables.
Restricción de corriente de inrush, con opción de activación ó no.
Restricción de sobreflujo, con opción de activación ó no.
Estabilización de corriente pasante por saturación de transformadores de corriente ante fallas
externas.
Funciones de sobrecorriente programables, IDMT Y DT para los tres arrollamientos en forma
independiente.
Funciones de sobrecorriente de secuencia negativa para los tres arrollamientos en forma
independiente.
Funciones de imagen térmica independiente por arrollamiento.
Función de protección por sobre y subtensión.
Función de sobre y subfrecuencia.
Funciones de medición de variables eléctricas.
Lógica programable de funciones internas de protección y de entradas y salidas.
Programación de ajustes en más de un grupo. Conmutables. Lenguaje: español.
Interfaces de comunicación local, vía display gráfico, pulsadores y leds programables, para PC
local y remotas, para control de subestación y para ingeniería.
Protocolos de comunicación para vinculación a la Consola control de subestación y a ingeniería.
Protocolo de comunicaciones IEC 61850 requerido para control local, además DNP 3.0 sobre TCP/IP y
serial vía RS 485. Deben indicarse los protocolos a PC de ingeniería disponibles. Las interfaces
necesarias deben cotizarse en ambos casos.
Registros de eventos y oscilográficos de falla.
Provisión de software de programación de ajustes y lógica, con sus correspondientes interfaces,
si fueran necesarias.
Entradas binarias, ópticamente aisladas, suministro cantidad mínima: treinta y dos (32).
Salidas de Co mando con relés, suministro cantidad mínima: dieciséis (16),
Entradas Analógicas, suministro, cantidad mínima: dieciséis (16)
Comprende:
-
Entradas de corriente: 3x3 de fases y 3 de neutros ó residuales. Corrientes nominales: 5A y 1A C.A.,
seleccionables.
-
Entradas de tensión: 3 + neutro. Tensión nominal señales de medición: 3x110/1,73 Voltios C.A.
-
Fuente de alimentación: 110 Vcc +10%, - 20%.
-
Relés de salida: contactos libres de potencial. Cantidad mínima: dieciséis (16).
-
Gabinete para montaje enrasado sobre frente de panel. Terminales tipo anillo.
l)
Equipos IEDs Protección para Campos 132 kV Salida de Línea
Se requiere que todos los equipos IEDs de los Campos 132 KV se suministren con las siguientes partes
redundantes:
-
Dos (2) fuentes de alimentación
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Dos (2) Puertos Ethernet 10/100 Mbit/s
Ø Control y medición: deberán poseer iguales características que los IEDs de celdas realizar el control de
bahía en 132 kV con la capacidad para comandar 2 (dos) seccionadores de barras; seccionador de
línea; seccionador by-pass, e interruptor y entradas digitales para señalización de los equipos de 132
kV indicados en los unifilares y esquema de control.
La protección de distancia será trifásica numérica con las siguientes especificaciones:
-
Característica poligonal, cuadrilateral.
Disparo y recierre uni-tripolar.
Alimentación 110 Vcc.
Señales de tensión 3x110/1.73 Vca.
Señales de corriente: 1 A y 5 A.
Verificación de sincronismo
Registro de eventos, localizador de fallas y osciloperturbógrafico.
Entradas digitales mínimo: dieciséis (16)
Salidas digitales, para controlar el campo de líneas.
Puertos Ehernet, R485 y RS 232.
Protocolos IEC 61850; DNP 3.0 (serial y sobre TCP/IP), otros.
Ø Funciones de protecciones mínimas:
-
De distancia: 21 P y 21 G.
Sobreintensidad instantánea de fase (50) y neutro (50 N), sobreintensidad temporizada de fase (51) y
neutro (51 N), sobreintensidad direccional de fases (67) y neutro (67 N).
Protección contra desequilibrio de intensidades (46).
Selectividad lógica (68).
Sobreintensidad instantánea de fase/mínima tensión (50/27).
ANSI 85.
Comprobación de sincronismo (25).
Protección contra mínima tensión.
Protección contra máxima tensión.
Protección contra desequilibrio de intensidades (46 BC).
ANSI 50 BF.
VTS (Supervisión T.T con bloqueo de disparo, se deberá suministrar el software completo, necesario
para la operación y programación).
Entradas binarias, ópticamente aisladas, suministro mínimo: veinticuatro (24).
Salidas de Co mando, con relés, suministro, cantidad mínima: dieciséis (16),
Entradas de Corriente y Tensión, suministro cantidad mínima: ocho (8)
4.5 Unidad Terminal Remota (RTU) / Gateway de Comunicaciones
Se deberá proveer un (1) Gabinete, armario que contenga la Unidad Terminal Remota (RTU) y Gateway de
comunicaciones, switches ethernet, ejecutando las funciones de telecontrol de los campos y celdas. La RTU
deberá comunicarse a través de protocolo 61850 con los IEDs y demás equipos.
Deberá poseer redundancia operativa, se suministrarán dos (2) Unidades Centrales de Procesamiento (UC),
operación hot stand by, cada una de ellas con su propia fuente de alimentación. En la UC se implementarán los
automatismos, enclavamientos etc. Tendrá todas las entradas/salidas, tanto binarias como analógicas
necesarias.
El Oferente deberá tener en cuenta que deberá suministrar el número de entradas/salidas tanto binarias como
analógicas, de acuerdo al Proyecto. Al respecto, el Contratista deberá incorporar todos los módulos necesarios
de señales de entradas/salidas para la operación confiable y segura de la estación transformadora.
La RTU deberá incluir la capacidad de realizar diagnósticos de la misma en forma remota y/o local. Los
diagnósticos locales se realizarán a través de un Equipo de programación y control. Se deberán poder realizar
los siguientes:
-
Visualizar el estado general de la RTU.
Simulación de comandos recibidos del SCADA.
Verificar el estado de las plaquetas de entradas analógicas.
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Verificar el estado de las plaquetas de entradas binarias.
Analizar el mensaje que la RTU está recibiendo del SCADA.
Ajuste de valores analógicos.
El software de diagnóstico debe correr en línea, es decir que no será necesario suspender la operación normal
de la RTU durante la realización de los mismos.
A los efectos de proteger los equipos de comunicaciones de perturbaciones electromagnéticas, el oferente
deberá incluir en su oferta las protecciones y filtros de línea correspondiente, de acuerdo a Normas de
Protección contra impulsos (transients), aislación dieléctrica y Compatibilidad Electromagnética: familia de
normas de aplicación ANSI - IEEE 37.90, IEC 255.
La RTU deberá poder efectuar un diagnóstico en caso de falla o mal funcionamiento de alguno de sus módulos
integrantes, incluyendo la supervisión de las líneas de comunicaciones. Dicho diagnóstico podrá ser activado
en forma Local o Remota.
Ø Unidades Periféricas de la RTU
Se hace notar que deberán suministrarse las Unidades Periféricas (UP, con los módulos de entradas binarias,
analógicas y de comandos, con relés de salida que resulten necesarias para cumplir las funciones indicadas en
las especificaciones técnicas. El Oferente deberá incorporar en su Oferta lo solicitado.
Permitirán generar colas de eventos, detectar cambios de estados, etc., que podrán luego ser catalogados
como alarmas, y la generación de lógicas de enclavamientos y automatismos a partir de la “UC”.
Las Unidades Periféricas estarán ubicados en los tableros de control de campos y también en otros gabinetes
cuando sea necesario, siempre en rack 19”.
Ø Equipos vinculados a la RTU que forman parte integrante del suministro
Además de la RTU, se enumeran a continuación los equipos deberán ser igualmente suministrados por el
Contratista, operando los mismos en el sistema de control en forma conjunta y complementaria con la Unidad
Terminal Remota:
-
Equipos IEDs (medición, protección, y control).
Receptor de Señal Satelital.
Consola de Operación Local.
Consola de Registro Cronológico de Eventos (SOE).
Laptop para Mantenimiento.
Interfases de Comunicaciones con el Centro de Control.
Switches Ethernet del tipo industrial robustas. Fuentes de alimentación.
4.6 Equipo GPS
El sistema de control se sincronizará en la estación transformadora respectiva con la hora universal, mediante
un equipo GPS, receptor de señal satelital, cuya provisión e instalación forma parte del alcance del suministro.
Incluye: equipo GPS con receptor, sistema de antena y cable coaxil.
El equipo GPS receptor satelital, además de conectarse al switch Ethernet, dispondrá de tres salidas "BNC" de
señal "IRIG B", adicionales y configurables en distintos tipos de señal (Pulsante o Amplitud Modulada); contará
con un oscilador interno de estabilidad de 2 x 10-6 o mejor, para el rango de 0 °C a 50 °C. También deberá
poder generarse una alarma local y remota para el caso en que se pierda la señal satelital al cabo de un tiempo
determinado.
4.7 Consola de Operación Local
Requisitos mínimos del suministro que deberán cumplir el equipo Servidor y sus periféricos:
Ø Hardware:
-
Servidor de primera y reconocida marca, IBM compatible.
Procesador INTEL CORE 2 QUAD Q 9300.
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Potente motherboard INTEL nueva generación QUAD COREDisco rígido de 500 GB-SATA 2.
Memoria DDR3 1333 MHz
DVD/RW.
Monitor LCD – 22”
Teclado expandido.
Mouse y pad.
Impresora laser, HP 1100 ó similar.
Fuente de Alimentación de Corriente Alterna Segura, con Inversores de tensión 110 Vcc/220 Vca, 2000
VA, con Display, señales luminosas y acústicas, comando y protección integradas.
Ø Software:
El software de "SCADA" será de reconocida confiabilidad y aptitud para las tareas que se requieren; será de
arquitectura cliente servidor como mínimo 1500 puntos se citan a continuación algunas de las prestaciones
mínimas requeridas:
-
Configuración "ON LINE".
Ventanas múltiples actualizadas "ON LINE".
Zoom.
Procesador de cálculos.
Generación de gráficos y símbolos predeterminados o personalizados.
Generación de reportes en formatos prefijados o personalizados.
Procesamiento en tiempo real de entradas analógicas con aplicación de Unidades de Ingeniería,
estados, acumuladores, etc.
Generación de diferentes niveles de alarmas para entradas analógicas y digitales.
Control por operador.
Control por secuencia de eventos predeterminada.
Inhabilitación de control sobre puntos marcados por el operador.
Reconocimiento de alarmas, habilitación/inhabilitación.
Interconexión con aplicaciones Microsoft.
Flexible y expandible.
Operación Tiempo Real.
4.8 Switches Ethernet y Serial Server
Los switches a utilizar serán del tipo industrial de alto rendimiento administrables, con una potente estructura y
gran memoria de procesamiento. Estos conmutadores admitirán los protocolos de gestión basados en
estándares, lo que permite integrarlos en paquetes de gestión de red de otros fabricantes. Se montarán sobre
rack de 19”.
Se deberá proveer en cada estación transformadora, como mínimo tres (3) switches Ethernet de 16 puertos
RJ45 10/100 Mps o fibra óptica, y un serial server y switch Ethernet (con puertos RS 485 y Ethernet) para la
E.T 132/33/13.2 kV
Características Principales:
-
2 Slots para módulos opcionales
Half / Full Dúplex
Soporte control de flujo para Full Dúplex (IEEE 802.3x)
Auto MDI-X / MDI-II
Autonegociación
Colas de prioridad (QoS basado en 802.1p)
Spanning Tree / Rapid Spanning Tree
VLAN
Telnet, BootP, TFTP, DHCP
Port Mirroring
Seguridad avanzada con soporte de 802.1x, RADIUS
Alimentación 110 Vcc
Conector RJ 45
Velocidad de los puertos 10/100 Mbps.
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4.9 Conexionado de la RED (LAN)
Todos los dispositivos que integran la red de área local (Ethernet) se conectarán con cable de cobre de par
trenzado con blindaje del tipo STP / FTP categoría 5e bajo especificaciones de rendimiento TIA/EIA 568-B,
conductores de cobre electrolítico 24 AWG (051 mm) con aislaciones en polietileno MDPE, cinta de poliéster –
drenaje cobre estañado (0.51 mm), blindaje de cinta longitudinal de aluminio, hilo de poliamida para corte de
cubierta externa de PVC; Asimismo podrá utilizarse fibra óptica monomodo.
4.10
Programas (Software) y aplicaciones
Se deberán proveer los medios de evaluación, configuración, programación, y adquisición de datos, que sean
necesarios para la mejor utilización del Sistema de Control, como así también todos los programas (software),
de aplicación asociados, los que deberán operar bajo “Windows”.
Los Programas (software) de evaluación, configuración, programación, y adquisición de datos que sean
necesarios para el Sistema de Control, como así también todos los programas de aplicaciones asociados, se
proveerán instalados, según corresponda, en sus respectivos equipos (Centro de Control Local, "PC" de
Mantenimiento, "PC" de Registro de Eventos, etc.); debiéndose proveer además el correspondiente "Backup"
de cada uno de los programas instalados en compact disk; con sus respectivos manuales con instrucciones de
instalación y manejo del programa, en particular en idioma castellano; en un todo de acuerdo con las
condiciones que se establecen en las Especificaciones Técnicas Generales.
Los dispositivos electrónicos inteligentes IEDs y la Unidad Central (UC) de la RTU contendrán los programas
que le permitan la implementación de la funcionalidad, operación, lógicas de enclavamientos y operación de la
estación transformadora en su conjunto, en un todo de acuerdo con lo solicitado en las presentes
especificaciones técnicas.
La configuración y programación será modular, configurable, estará desarrollada en un lenguaje de
programación estructurada y de difusión generalizada. Los programas (software) serán del tipo multilenguaje,
es decir deberán contar con diferentes lenguajes de programación para la ejecución de las lógicas. El editor
asociado deberá soportar programación del tipo escalera (ladder), programación en “bloques” y programación
“C” como mínimo. Por medio del editor se podrán crear, editar, simular, emular, monitorear, compilar,
descargar, documentar y modificar las múltiples subrutinas dentro de una aplicación en forma “on line”; todos
los lenguajes soportados por el editor deberá cumplimentar lo exigido en la norma IEC 61131-3.
Todos los programas asociados a las diferentes aplicaciones, para evaluación, configuración, programación, y
adquisición de datos que sean necesarios para el Sistema de Control, deberán ser discriminados por el
Oferente en la correspondiente Planilla de Datos Garantizados; los mismos serán de adquisición optativa por
parte del Comitente; si éste desistiera de adquirirlos, el Proveedor no percibirá importe alguno por este
concepto.
Los programas (software) de evaluación, configuración, programación, y adquisición de datos, serán provistos
compact disk; con sus respectivos manuales con instrucciones de instalación y manejo del programa en idioma
castellano, todo ello en original y tres copias.
4.11
Comunicación de la RTU con el Centro de Control del Despacho/ ET POSADAS
El Oferente deberá ver las especificaciones técnicas y planos que integran el Sistema de Comunicaciones de
Transporte Digital SDH STM-1/4 de la presente Especificación Técnica.
Se utilizará el protocolo DNP 3.0 para comunicación del Gateway/RTU (Unidad Central) con el Centro de
Control de POSADAS, se proveerá un gateway de comunicaciones o drivers para integrar el DNP 3.0 al centro
de control, debe garantizarse factibilidad de utilización de IEC 870-5-101, DNP 3.0 y demás Protocolos
abiertos.
5. PC DE MANTENIMIENTO
Se proveerá una PC tipo "laptop", robusta de capacidades similares a la provista para el Puesto de Control;
será suministrada con todos los programas (software) y licencias de uso necesarios para la realización de
trabajos de ingeniería y de mantenimiento del sistema por el personal del Comitente. Se incluye la realización
de las siguientes tareas:
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Simular el Centro de Control ante la “UC” de la RTU.
Simular una "UP" ante la “UC”.
Mediante software adecuado, configurar la “UC”, asignarle funciones tipo "PLC" y efectuar diagnósticos,
con posibilidad de obtener los correspondientes reportes impresos.
La provisión incluirá, además de la "PC", el respaldo de seguridad del software correspondiente.
6. REPUESTOS
Se requiere suministrar como mínimo, para cada una de EE.TT. (Aristóbulo del Valle y San Vicente), los
siguientes repuestos:
-
Dos (2) de cada tipo diferente de Equipos Electrónicos Inteligentes (IED) completos, listo para su
instalación y puesta en servicio.
Dos (2) Módulos/Placas de cada tipo diferente de las que integran los equipos IED del suministro.
Dos (2) Módulos/Placas de cada tipo diferente de las que integran las Unidades Terminales Remotas
(RTU) del suministro.
Un (1) equipo Switch Ethernet de cada tipo diferente de los que integran el suministro.
Asimismo, el Contratista deberá suministrar como mínimo placas y módulos de repuesto de todos los restantes
equipos que integran el suministro del sistema de control.
Además, del suministro de los repuestos obligatorios, el cual será ofertado en forma separada; el Contratista
incluirá en la Oferta la lista de repuestos recomendados.
Los repuestos recomendados serán de adquisición optativa, en forma total y/o parcial, por parte del Comitente,
si éste desistiera de adquirirlos, el Proveedor no percibirá importe alguno por este concepto. Los mismos
deberán cotizarse por separado.
El Oferente completará y presentará con su Oferta la correspondiente Planilla de Datos Garantizados, en la que
cotizará los repuestos por el recomendados para las reparaciones necesarias de realizar a los efectos de
garantizar un adecuado funcionamiento y mantenimiento de los equipos a proveer, por un término de cinco
años.
7. ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD
Serán de aplicación las Normas ISO 9000/9001 para el proyecto, diseño, fabricación, ensayos en fábrica,
embalaje, transporte, montaje y puesta en servicio de los equipos integrantes del Sistema de Protección,
Automatización, Control y Telecontrol comprendidos en el alcance del suministro de la presente Licitación.
Con la finalidad de asegurar el requerimiento de calidad de los equipos a los que se refiere esta Especificación
Técnica, el Contratista elaborará el Programa de Control de Calidad que aplicará al presente suministro. Se
incluyen los Procedimientos y/o Instrucciones de Trabajo que deberán contener obligatoriamente todas las
recomendaciones y requerimientos que se estimen necesarios para lograr el objetivo propuesto.
Asimismo, se incluirán los modelos de formularios a ser completados durante el proceso de fabricación.
La información contenida en dichos formularios deberá asegurar la trazabilidad de los elementos instalados e
identificará a los responsables de la producción y del aseguramiento de la calidad.
Los Procedimientos y/o Instrucciones de Trabajo arriba consignados serán presentados a la aprobación de la
Inspección del Comitente con sesenta (60) días de antelación respecto de la iniciación de la fabricación,
ensayos en fábrica, transporte, montaje y ensayos en obra de acuerdo al Cronograma de Obra aprobado.
8. ENSAYOS
8.1 Ensayos en Fábrica
El Oferente deberá indicar, en la correspondiente Planilla de Datos Garantizados, la lista de ensayos a que
serán sometidos los equipos en fábrica. Los ensayos se realizarán de acuerdo a lo especificado en este
apartado, y en las condiciones que se establecen en las Especificaciones Técnicas.
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Como mínimo utilizará los criterios de las normas vigentes, con más lo que considere conveniente agregar para
asegurar un perfecto funcionamiento y evaluación de los mismos. Se realizarán los ensayos previstos en las
normas IEC, IEEE, ANSI, IRAM, de aplicación en el diseño, fabricación y ensayo de los equipos ofrecidos o en
las que el Oferente haya indicado en su Oferta y fueran aceptadas por el Comitente. Los mismos serán
realizados en fábrica, según un plan a convenir, y para lo cual el Proveedor deberá entregar la descripción de
los procedimientos a seguir en cada ensayo, listado de instrumental a utilizar, valores a verificar, etc. El costo
de estos ensayos de aceptación en fábrica formará parte del precio de los equipos indicados en la Oferta.
Los ensayos deberán incluir como mínimo:
-
•
•
•
•
•
Control dimensional: Todas los equipos, componentes y unidades serán sometidas a una verificación
visual, dimensional y mecánica, en forma previa a la ejecución de los ensayos.
Ensayos dieléctricos: Todos los componentes del Sistema deberán estar comprendidos en las
recomendaciones IEC 255, por lo que deberán soportar las exigencias propias de los ensayos
correspondientes.
Ensayos de funcionalidad:
De cada parte, equipo componente del sistema.
Ensayo de intercambiabilidad de módulos.
Prueba funcional de cada módulo “I/O”.
Prueba funcional de cada uno de los subsistemas.
Ensayo global del Sistema de Medición, Protección, Automatización, Control, y Telecontrol operando
en forma integrada y conjunta en las condiciones técnicas especificadas.
8.2 Ensayos en Obra
Se deberán realizar los ensayos en obra requeridos para la puesta en servicio en forma confiable y segura de
los equipos y del sistema completo de medición, protección, automatización, control, y telecontrol.
Estos ensayos comprenderán a la totalidad del suministro.
En su Oferta el Oferente deberá incluir la ejecución de los ensayos a realizar en obra, en forma previa, a la
puesta en servicio del sistema de control, los que serán realizados por el Contratista con presencia del
fabricante de los equipos provistos, bajo el concepto de “Supervisión Final del Montaje y Puesta en Servicio”.
Estos ensayos estarán destinados fundamentalmente a comprobar la aptitud para entrar en servicio, del
equipamiento provisto, montado y conectado al resto de los equipos de la Estación Transformadora.
Estos ensayos serán programados por el Contratista y se realizarán antes de la energización de la Estación
Transformadora.
El Contratista será responsable de la ejecución de todas las pruebas y ensayos necesarios de ejecutar previo a
la energización de la Estación Transformadora, para lo cual deberá contar con todos los equipos necesarios al
efecto. El mismo y sus equipos de prueba, estarán disponibles para participar de los ensayos conjuntos del
Sistema de Control con los otros equipos instalados en la Estación Transformadora. Los equipos montados en
obra no serán energizados ni puestos en servicio sin la presencia del representante técnico en obra del
Contratista.
El Oferente deberá indicar la lista de ensayos a que serán sometidos los equipos en la obra, previo a la puesta
en servicio.
Como mínimo utilizará los criterios de las normas vigentes, con más lo que considere conveniente agregar para
asegurarse eliminación de fallas por traslados, por tareas de montaje, etc. y comprobar la aptitud para entregar
en servicio el equipamiento instalado e interconectado a los aparatos y equipos de la estación transformadora.
El Contratista, deberá presentar, en forma previa a la realización del ensayo, el procedimiento de ensayo
respectivo para la correspondiente aprobación del Comitente. El procedimiento de ensayo deberá incluir las
normas de aplicación, los criterios seleccionados de prueba, los circuitos y esquemas de conexión, y de
medición, el instrumental a utilizar, listado y descripción de equipos a ensayar, y los valores normales para la
aprobación.
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El Contratista deberá efectuar todos los ajustes que sean necesarios en el hardware y en la programación para
que el Sistema de Medición Protección y Control, completo, posea la funcionalidad especificada operando en
forma conjunta con los equipos de 13,2, 33 y 132 kV y otros de la estación transformadora respectiva.
8.3 Protocolos de ensayos
Asimismo, el Contratista deberá elaborar los correspondientes protocolos de todas las pruebas realizadas en
obra sobre los equipos componentes del Sistema, y sobre el Sistema de Control en su conjunto; en los mismos
se indicará además del tipo de ensayo realizado y del resultado, todos los instrumentos y equipos accesorios
utilizados para la ejecución de los mismos y los valores solicitados en las presentes especificaciones técnicas.
La ejecución de los ensayos, la verificación del cumplimiento de las especificaciones técnicas, y confección de
los protocolos de ensayo respectivos será requisito previo para la recepción provisoria.
Las verificaciones incluirán:
Ø Señalización:
Se simularán mediante la realización de puentes de interconexión en las borneras terminales de los equipos y
se verificará su aparición en pantalla de la Consola de Operación Local.
Ø Mediciones:
Se verificará que los valores medidos en forma local en las entradas de los "IEDs" y “UPs”, coincidan con el
valor leído en pantallas de la Consola de Operación Local.
Ø Comandos:
En las salidas de los "IEDs" de protección y de comando, se retirarán todos los relés intermedios y desde la
Estación de Trabajo se operará de a uno todos los equipos en apertura y cierre. En los relés auxiliares se
verificará, donde corresponda, la aparición de tensión en los bornes correctos destinados a las bobinas de
relés, y a la falta de tensión en todos los demás bornes destinados a las bobinas de los restantes relés. Una
vez completadas estas pruebas se repondrán los relés y se habilitará el telecontrol de la estación
transformadora.
Ø Funciones de control local y pseudo puntos:
Se realizará el ensayo funcional simulando el estado de las variables mediante puentes en las borneras de los
equipos y verificando el funcionamiento requerido.
Ø Equipo GPS Receptor Satelital:
Se verificará su funcionamiento correcto.
Ø Registro Cronológico de Eventos:
Se verificará punto por punto la impresión y el almacenamiento en disco rígido, con su hora y fecha, hasta el
milisegundo de resolución.
Ø Tráfico de datos con el Centro de Control:
Se verificará con el emulador del computador Host.
Ø Software y programación de funciones desde la Consola de Operación Local:
Se verificará la consistencia de la base de datos de la consola de operación local respecto de la “UC” de la
RTU, y la configuración del armado de pantallas y reportes.
Ø Acceso remoto a los Relés de protecciones IED y a otros relés existentes en las Estaciones
Transformadoras desde Centro de Control de Posadas, Incluirá las siguientes verificaciones:
-
lectura remota de los valores de ajustes establecidos en los Relés, registros de eventos, registros
oscilográficos.
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- Ajuste remoto de valores de alarma y disparo.
Ø Otros ensayos a realizar:
-
Verificación visual, dimensional y mecánica.
Verificación de la integración de la Provisión.
Revisión del conexionado de los equipos y de las borneras externas.
Verificación de las tensiones auxiliares y de campo.
Ensayos de rigidez dieléctrica.
Ensayos funcionales individuales de equipos y de Subsistemas.
Ensayos completos del Sistema de Control Local de la Estación Transformadora.
Verificación de continuidad del servicio del sistema de control ante fallas de la Unidad
Central en servicio de la RTU. Verificación tiempo de conmutación.
Verificación de continuidad de servicio de los equipos IEDs de Campos 132 kV ante falla del puerto
Ethernet operativo o de una de las fuentes de alimentación Medición tiempo de conmutación.
Ensayo del Sistema de Telecontrol de la Estación Transformadora, con mando remoto desde el
Despacho Posadas.
9. EMBALAJE Y TRANSPORTE
El Contratista deberá efectuar el embalaje y transporte de los equipos a las estaciones transformadoras,
cumpliendo lo especificado.
El transporte de los materiales hasta su lugar de montaje se realizará mediante vehículos adecuados, con los
elementos debidamente acondicionados para evitar daños a los mismos.
9.1 Protección mecánica
Debe asegurarse la protección contra caídas, choques, vibraciones, perforaciones, eslingaje, etc.
Para ello deberán tomarse los recaudos siguientes:
a) Fijación de partes móviles
Se fijarán las partes móviles o articuladas por medio de bulones o con ayuda de separadores o soportes (estos
elementos deben estar pintados con color amarillo).
Si existen elementos muy frágiles o masas en voladizo, incompatibles con las resistencias de sus soportes (por
ejemplo ciertos aparatos enchufables, cámaras de ruptura, aparatos registradores, etc.) los mismos serán
desmontados y embalados por separado.
Las aberturas resultantes de estos desmontajes parciales, serán obturadas convenientemente.
b) Amortiguación
Se procurará una buena amortiguación por interposición entre el material y la caja de productos o sistemas
amortiguadores, destinados a aislar el contenido de los choques o vibraciones, tales como:
* Por suspensión sobre perchas o soportes de madera clavadas o abulonadas a las paredes de las cajas.
* Por acuñado o calaje con productos cuya forma, superficie, espesor y capacidad de amortiguamiento sean
adaptadas al contenido.
* Por suspensión sobre sistemas elásticos.
c) Cajas o embalajes exteriores
c.1) Esqueletos: Serán de madera, montados sobre una base reforzada del mismo material, diseñados
para permitir el uso de carros con horquillas para elevación y traslado. Este tipo de cajas se utilizará para
transporte local por camión o ferrocarril o para transporte en contenedores por vía marítima.
c.2) Cajas cerradas en madera, clavadas, atornilladas o engrampadas sobre una armadura interior o
exterior de dimensiones apropiadas, montadas sobre bases del mismo material, diseñadas para permitir el uso
de carros con horquillas para elevación y traslado.
c.3) Cajas de otros materiales, tales como madera terciada, armadas para envíos de pequeños volúmenes
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y masas inferiores a 125 kg, o de cartón corrugado con envoltura de papel impermeable para todo tipo de
transporte.
d) Embalajes de componentes desmontados
Cuando se deban desmontar componentes de tableros para ser embalados por separado, se preferirá, de ser
factible, su colocación en cajas que se fijarán a la base de cada armario o tablero. Dichas cajas contendrán los
componentes que han sido desmontados del armario o tablero en el cual se encuentran, más los elementos de
fijación u otros accesorios si correspondiere.
Los componentes contenidos en las cajas estarán debidamente protegidos y la disposición de las cajas en los
armarios o tableros será tal que se evite su desplazamiento durante el manipuleo y transporte de los mismos.
9.2 Protección física, química y climática
Se empleará para preservar el material contra factores degradantes capaces de actuar durante el transporte y
almacenaje (aire salino, humedad, condensación, arena, suciedad).
Dicha protección será asegurada por:
-
-
Obturación en fábrica de orificios y canalizaciones.
Incorporación dentro del aparato, gabinete, etc. de una cantidad adecuada de deshidratante.
Por empleo de una funda de polietileno o equivalente (contra mojaduras y suciedad) que podrá ser
estanca o no, según el caso. En caso de ser estanca debe incorporársele, antes del sellado, una
cantidad de deshidratante tal, que garantice una protección eficaz durante no menos de 24 meses.
Por el uso de papeles inhibidores, u otro tipo de barreras similares.
Por la combinación de dos o más de estos medios.
10. DOCUMENTACION TECNICA
La documentación técnica del proyecto será presentada, para aprobación en tres copias, por el Proveedor,
dentro de los plazos establecidos y en un todo de acuerdo con las exigencias y condiciones que se establecen
en las Especificaciones Técnicas.
El proyecto del Sistema de Control deberá incluir, como mínimo, la documentación técnica indicada a
continuación, la que podrá ser presentado a la Inspección en tres entregas, la primera dentro de los 30 (treinta),
la segunda dentro de los 45 (cuarenta y cinco) días, y la tercera dentro de los 60 (sesenta) 60 días, todos ellos
contados a partir de la firma del Contrato ó emisión de la Orden de Compra correspondiente.
Ø Primera entrega:
-
Programa detallado de fabricación y entregas.
Memorias Descriptivas.
Folletos técnicos.
Memorias de cálculos completas.
Ø Segunda entrega:
-
Planos del Sistema.
Planos de conexionado.
Planillas de Datos Técnicos.
Cómputos de Equipamiento y Elementos.
Memorias Descriptivas, deberá contener:
•
•
•
•
•
•
-
Naturaleza y alcance del proyecto.
Características ambientales y eléctricas.
Estudios, configuración, programación y cálculos.
Normas referenciales.
Ensayos.
Protocolos de ensayos.
Planos del Sistema:
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Los planos del Sistema de Control deben tener un desarrollo tal que permitan obtener una total comprensión de
las instalaciones, equipos, montajes. Incluirán:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Diagrama de bloques del Sistema completo.
Planos y esquemas con todos los detalles necesarios.
Planos particulares de cada equipo, subsistema.
Planos de dimensionales generales.
Planos de detalles de bornes.
Planos de conexiones.
Planos detallados de los gabinetes.
Lista de entradas/ salidas.
Lista de materiales.
Planillas de cableados de las unidades.
Planillas de interconexión de las unidades.
Documentación sobre la configuración de RTU, IEDs, y otros equipos y funciones residentes
del sistema.
Ø Tercera entrega:
-
Manuales técnicos:
•
•
•
-
-
de Montaje, Mantenimiento y Puesta en Servicio.
de Configuración y Programación.
de los Programas (Software) correspondientes.
Programas (Software) de Configuración, Programación, Aplicaciones, Mantenimiento y de Puesta en
Servicio, deberán además ser proporcionados en versión de Disco Compacto, dos ejemplares de cada
uno.
Protocolos de los ensayos de aceptación en fábrica.
Protocolos de los ensayos en obra y de puesta en servicio.
Se hace especial hincapié en que los Programas (Software) deberán ser entregados con sus respectivos
manuales con instrucciones de instalación y manejo del programa, en particular en idioma castellano; en un
todo de acuerdo con las condiciones que se establecen en las Especificaciones Técnicas. Además el
Proveedor deberá entregar 3 (tres) juegos de los manuales técnicos citados en idioma castellano y/o inglés.
Aprobada la documentación técnica por la Inspección, el Proveedor hará una presentación final de la misma en
original y tres copias, con el rótulo "CONFORME A FABRICACION", en los plazos establecidos y en un todo de
acuerdo con las condiciones que se establecen en las Especificaciones Técnicas; sin el cumplimiento de este
requisito no se procederá a la Recepción Provisoria de los equipos.
11. CURSO DE CAPACITACIÓN
El Oferente deberá incluir, en su Oferta, el dictado en obra de un curso teórico práctico de capacitación en la
programación, operación y mantenimiento de los equipos provistos, al personal técnico de EMSA encargado
dichas tareas. El curso deberá tener una duración mínima de cinco (5) días, a desarrollarse en jornadas de
ocho (8) horas.
El costo del curso de capacitación, incluidos los gastos de traslado, viáticos y estadía de la/s persona/s que lo
dicten, deberá cotizarse por separado del precio de los equipos.
12. GARANTIA
El período de garantía para los equipos integrantes del Sistema de Medición, Protección, Automatización,
Control, y Telecontrol comprendidos en el presente suministro será de veinticuatro (24) meses contados a partir
de la fecha de recepción definitiva del equipamiento. La garantía incluye defectos de fabricación de los equipos,
y/o vicios ocultos y la corrección de fallas por incumplimiento de los valores garantizados de disponibilidad de
servicio.
Se deberá garantizar la asistencia técnica en forma local con laboratorio propio por cualquier tipo de falla que
transcurra durante el período de garantía, y/o post- garantía
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13. MARCHA DE CONFIABILIDAD
Luego de la realización, en forma satisfactoria, de los ensayos en obra y a partir de la energización de la
Estación Transformadora, se iniciará una marcha de confiabilidad por treinta (30) días, durante los cuales el
Sistema de Control, y de Telecontrol desde el Despacho Posadas, en su conjunto, deberá funcionar sin fallas
de equipos ni del software. Finalizada la marcha de confiabilidad en forma satisfactoria se procederá a la
"RECEPCIÓN PROVISORIA" del equipamiento provisto.
Previo a la terminación de la marcha de confiabilidad y a los efectos de realizar la "RECEPCIÓN PROVISORIA"
del equipamiento provisto, el Proveedor deberá presentar todos los protocolos de ensayos en obra en un todo
de acuerdo con lo establecido en las presentes especificaciones.
14. RECEPCION PROVISORIA
Tendrá lugar una vez finalizadas “LA MARCHA DE CONFIABILIDAD” y las tareas de “SUPERVISION FINAL
DEL MONTAJE Y PUESTA EN SERVICIO” por parte del Contratista; luego de haber resultado satisfactorios
todos los ensayos de puesta en servicio, con la correspondiente elaboración y presentación de los protocolos
de ensayos; de la presentación de toda la documentación técnica "CONFORME A FABRICACION" requerida
en las presentes especificaciones técnicas, y de haberse realizado, a satisfacción del Comitente y en forma
ininterrumpida, la marcha de confiabilidad.
15. DOCUMENTACIÓN TÉCNICA A PRESENTAR CON LA OFERTA
La presente documentación técnica, será presentada por el Oferente, conjuntamente con su Oferta y en un
todo de acuerdo con las condiciones que se establecen en las Especificaciones Técnicas.
La documentación técnica a presentar, incluirá al Sistema de Medición, Protección y Control, y Telecontrol
como asimismo a todos los equipos y componentes principales integrantes del mismo, fuentes de alimentación,
interfases, modems, etc., como así también para el conjunto de las instalaciones ofertadas; y será como
mínimo la que se lista a continuación:
Lista de provisiones similares a la ofrecida, indicando nombre de empresa, dirección, nombre de contacto,
breve descripción del Sistema entregado, fecha de puesta en servicio.
El Oferente deberá presentar con su Oferta los protocolos de ensayo de rutina y tipo solicitados por las normas
y ejecutados sobre equipos constitutivos del sistema, como así también sobre sistemas de control completos
de similares prestaciones a los ofrecidos. Dichos protocolos deberán contar con certificación de entes
reconocidos, y contener todos los ensayos de rutina y tipo en un todo de acuerdo con lo establecido en las
normas IEC, IEEE, ANSI y otras de aplicación.
-
Las Planillas de Datos Técnicos Garantizados debidamente completadas y firmadas por el
Representante Legal y por el Representante Técnico.
Programa detallado de fabricación y entregas.
Memoria Descriptiva General del Sistema de Control y Telecontrol de las estaciones transformadoras
desde el Despacho Posadas.
ET POSADAS/ Despacho: Memoria Descriptiva, Planos y Esquemas del Sistema del suministro en esta
ET/ Despacho correspondiente al Sistema de Telecontrol, y de Red Técnica de Relés de protecciones.
ET ARISTOBULO DEL VALLE: Memoria Descriptiva, Planos y Esquemas del Sistema de Medición,
Protección, Control y Telecontrol.
ET SAN VICENTE: Memoria Descriptiva, Planos y Esquemas del Sistema de Medición, Protección,
Control y Telecontrol.
Software del Sistema: Listado completo de los paquetes de Software ofrecidos con descripción de su
utilización y aplicaciones.
Planos y esquemas de todos los equipos integrantes del Sistema.
Catálogos y folletos técnicos del Sistema y de los equipos.
Manuales técnicos.
Protocolos de ensayos de rutina y tipo.
Planos dimensionales generales.
Esquemas de borneras e interconexiones de los equipos.
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16. PLANILLAS DE DATOS TECNICOS GARANTIZADOS
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